Desarrollo-de-un-inhibidor-de-corrosion-antiemulsionante-para-plantas-de-hidrodesulfuracion-de-turbosina-a-base-de-una-poliamina-cicloalifatica

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Desarrollo de un inhibidor de corrosión
antiemulsionante para plantas de
hidrodesulfuración de turbosina a base de una
poliamina cicloalifática.
TESIS:
QUE PARA OBTENER EL TITULO DE:
INGENIERO QUÍMICO
PRESENTA
Miguel Ángel Pulido Berber
ASESORES: I.Q. Raúl Roldán Pérez
I.Q. Ariel Samuel Bautista Salgado
CUAUTITLÁN IZCALLI EDO. DE MÉXICO 2008
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO
FACULTAD DE ESTUDIOS SUPERIORES CUAUTITLÁN
 
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A Dios:
Por ser una compañía eterna en el
Largo camino de la vida.
A la memoria de mis Padres :
Realmente nunca terminaré de agradecer
lo que hicieron por mí. A mi madre Delfina Berber
es a ti a quien dedico con mayor sentimiento mi tesis
y tu recuerdo será mi mayor guía en la vida gracias .
A mi padre Armando Pulido; tu imagen y conducta
serán el ejemplo a seguir en mi vida, te estaré siempre
agradecido por el apoyo brindado para que lograra
mis metas.
A su recuerdo.
A mis hermanos:
Alfredo y Fernando.
Por su impulso y por su invaluable apoyo
en los momentos difíciles de mi vida.
Nunca nos separaremos, siempre estaremos juntos los tres.
A mi hermana Araceli, por tu apoyo y confianza.
A Lupita:
Por ser mí segunda madre, por abrirme
Las puertas de su corazón y de su hogar.
A la generación 28 de I.Q:
Por su amistad, por su compañía y por los
momentos inolvidables que pasamos juntos
por ser la hermandad de compañeros inolvidables
A ti Cesar, Juan Luis, Luis Alberto, Ulises, Arael, y
a todos los que conformaron esta inig ualable generación.
Gracias.
A Gaby:
Por ser una compañera que me dio su apoyo
Y su corazón te recordare por siempre.
A la FES Cuautitlán:
Por ser la formadora de seres humanos
Con principios y gente trabajadora
Por darme la oportunidad de estar en tus aulas
Y por brindarle cobijo a miles de profesionistas.
A mis profesores:
Por brindarme sus conocimientos
y por enseñarme las grandes cosas que
se pueden desarrollar con el poder del intelecto.
Agradecimientos especiales a:
Al Instituto Mexicano del Petróleo
Que presto sus instalaciones
y el apoyo de su personal
para la realización de este trabajo
A mi asesor de tesis
Ing. Raúl Roldan Pérez
Por sus enseñanzas y su apoyo
Y por brindarme la oportunidad de
trabajar a su lado.
A Aristeo Estrada
Por su apoyo, consejos, y su conocimiento
durante el desarrollo de este trabajo
y por hacerme sentir uno más de sus amigos.
i
INDICE
Objetivos ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- iv
INTRODUCCIÓN ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- iv
RESUMEN ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ vi
Capítulo I Generalidades
1.1 PRINCIPIOS BÁSICOS DE CORROSIÓN.
1.1.1 Concepto de corrosión -------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 2
1.1.2 Tipos de corrosión. -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- ----- 3
Factores que afectan la velocidad de la corrosión. -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- ------- 6
1.1.3 Agentes oxidantes -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- ------ 7
1.1.4 Materiales de construcción. -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- --------------------------- 9
1.2 INHIBIDORES DE CORROSIÓN
1.2.1 Concepto y tipos generales ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 11
1.2.2 Clasificación de los inhibidores. -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- --------------------12
1.2.3 Tipos de inhibidores de corrosión. -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- ------------------12
1.2.4Estructura de los inhibidores de corrosión y mecanismo de inhibición. -------------------------------- -------------------------------- --------13
1.2.5 Limitaciones y problemas potenciales -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -------------15
1.2.6 Evaluaciones corrosimétricas de laboratorio. -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -----16
Capítulo II El problema de la corrosión en plantas hidrodesulfuradoras
2.1 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE HIDRODESULFURACIÓN -------------------------------- -------------------------------- --------20
2.1.1 Sección de carga-------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -------21
2.1.2 Sección de reacción. -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- --21
2.1.3 Sección de fraccionamiento. -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -------------------------22
2.1.4 Resumen del proceso. -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- 22
2.2 Química del proceso.
2.2.1 Reacciones típicas de hidrodemetal ización e hidrodesulfuración. ----------------------------------------------------------------------------------- 25
2.2.2 Hidrodemetalización. -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -25
2.2.3 Hidrodesulfuración-------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- ----25
2.3 TIPOS DE CORROSIÓN, CAUSAS Y MEDIDAS DE CONTROL -------------------------------- -------------------------------- --------27
ii
Capítulo III Desarrollo experimental
Indicaciones experimentales -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- ----------------------------- 31
3.1 Desarrollo de un inhibidor de corrosión -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- --------------32
3.1.1 Inhibidores de corrosión desarrollados -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -------------32
3.2 Reacción de síntesis -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- ----33
3.2.1 Obtención del CHAME -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- ------------------------------ 34
3.2.2 Obtención del DIAMIN MPH. -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- ----------------------353.2.3 Obtención del DIAMIET MPH 01 -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -----------------36
3.2.4 Obtención del DIAMIN CH. -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- ------------------------37
3.2.5 Obtención del DIAMIET CH 01. -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -------------------38
3.2.6 Obtención del Ester de CHAME.-------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- ------------------38
3.2.7 Obtención del Ester de DIAMIN CH. -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -------------39
3.2.8 Obtención del Ester DIAMIET CH 01. -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -----------40
3.3 METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN A NIVEL LABORATORIO -------------------------------- -------------------------------- ------42
3.3.1 Prueba de tolerancia al agua, ASTM D-1094.-------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -----42
Resumen del método de prueba -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- --------------------------- 43
Significado y uso. -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- ------------43
Material. -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -----------------------43
Reactivos. -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- ---------------------44
Preparación del material.-------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- ----44
Preparación de la muestra. -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- --45
Procedimiento -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- ---------------45
Resultados.-------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- --------------------46
3.3.2 Determinación de propiedades corrosivas de cargas en tuberías de productos del petróleo, NACE Standard TM0172 -2001.
-------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- ------------------------------ 47
Resumen del método de prueba. -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- --------------------------- 48
Material. -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -----------------------48
Equipo y aparatos de prueba -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- ------------------------------- 52
Procedimientos de prueba -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- --56
Clasificación de las muestras. -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- ------------------------------ 59
3.3.3 Prueba de botella o método de prueba de la rueda (Wheel Test) usado para la evaluación de la persistencia de inhibidore s
fílmicos para la aplicación en refi nería, (NACE ID-182). -------------------------------- -------------------------------- ---------------------60
Equipos y reactivos de prueba. -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- ----------------------------- 60
Procedimientos de prueba -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- --63
Cálculos para determinar el porcentaje de eficiencia del inhib idor en la prueba de botella.-------------------------------- -----------------------68
iii
3.4 EVALUACIÓN DE COMPUESTOS.
3.4.1 Evaluación de compuestos por la pr ueba ASTM-D-1094 ----------------------------------------------------------------------------------------------- 68
3.4.2 Evaluación de compuestos por la prueba NACE Standard TM0172-2001. -------------------------------- -------------------------------- ---70
Comparación de ambas pruebas. -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- --------------------------- 74
3.4.3 Evaluación de los compues tos por la prueba de botella. -------------------------------- -------------------------------- -------------------------75
Capítulo IV Conclusiones
CONCLUSIONES. -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- ---------80
Anexos
GLOSARIO. -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -----------------83
Características principales de la turbosina o combustible Jet A -1 -------------------------------- -------------------------------- ---------------85
Bibliografía -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- -------------------------------- ------------------93
iv
OBJETIVOS:
Objetivo general:
El objetivo general de este trabajo es formular un inhibidor de corrosión aplicable
en medios alcalinos para los equipos de intercambio de calor de las secciones de
reacción y agotamiento de las plantas de hidrodesulfuración de destilados intermedios
(particularmente turbosina), que presente una elevada eficiencia de protección y permita
la adecuada separación de las c orrientes de proceso.
Objetivo particular:
Como objetivo particular se pretende que el inhibidor de corrosión tenga el
siguiente comportamiento: protección mayor al 80 % en la prueba persistencia de
película NACE TM0172-2001, 80 % mínimo de eficiencia e n la pruebas dinámicas de
corrosión NACETM-ID-182 y un óptimo funcionamiento en la prueba de tolerancia al
agua ASTM-D-I094 (1 en grado de separación y 1 en condición de interfase).
INTRODUCCIÓN
La corrosión es un mecanismo de degra dación de materiales metálicos. Es un
problema tanto de ingeniería como económico y es responsable a nivel mundial de
cuantiosas pérdidas económicas. También es la causa general de la alteración y
destrucción de la mayor parte de los materiales naturales o fabricados por el hombre. Si
bien esta fuerza destructiva ha existido siempre, no se le ha prestado mucha atención
hasta los tiempos modernos como resultado de los avances de la civilización en general
y la técnica en particular. La prevención del daño de la corrosión se justifica por la
necesidad de conservar nuestros recursos naturales, además de que representa un
gasto inútil de recursos valiosos y requiere atención para mantener de la seguridad y el
bienestar público.
v
Todos los días la corrosión ataca directamente los procesos en la industria
mundial, desde los equipos, tuberías, accesorios, etc., dependiendo del ambiente donde
se localice, la materia prima utilizada, factores de diseño y muchos aspectos de estudio
específico. La industria de refinació n y petroquímica no es la excepción. El equipo de
refinación de petróleo es muy susceptible a muchas formas de corrosión. La corrosión
tiene alcances importantes que pueden provocar diversos problemas tales como: paro
no programado de la planta, reducción de la producción, incremento del mantenimiento,
productos pobres en calidad, costos altosde operación, accidentes y otras
consecuencias indeseables.
En la práctica es casi imposible eliminar la corrosión y la aplicación de la
ingeniería en este campo rad ica más en su control que en su eliminación, siendo
necesario tomar en cuenta el fenómeno corrosivo desde el diseño de las instalaciones y
no después de tenerlas en operación.
Para trabajar en problemas de corrosión es necesario saber dónde iniciar y tene r
un conocimiento básico para reconocer la corrosión, cómo se produce, cómo impedir su
severidad, qué herramientas son necesarias, técnicas de inspección, variables de
diseño que afectan la misma selección de materiales y la forma de interpretar y aplicar
la formación del problema corrosivo.
Encuestas realizadas sobre los problemas que plantea la corrosión en la
Industria Mexicana han señalado la incidencia del fenómeno en más de un 90 % de las
empresas que la contestaron. Esto habla por sí mismo de la gra vedad del problema y
engloba a todos los sectores productivos.
Es por lo anterior que a nivel mundial y día con día se incrementan los esfuerzos
por el desarrollo de técnicas y métodos para un mejor y más confiable monitoreo y
control de la corrosión.
Un programa eficaz para controlar la corrosión depende del uso de inhibidores
específicos de corrosión, los cuales son capaces de formar una fina película protectora
en la superficie del metal para evitar el contacto con los agentes agresivos. Estos
vi
inhibidores encuentran aplicación en una gran variedad de procesos industriales tales
como operaciones con salmueras, procesamiento de petróleo, industria química y
muchas más.
El problema que ocasiona la corrosión en la industria del petróleo es muy
importante, debido a que produce desgaste en las superficies metálicas de los equipos
que se ven expuestos a ella. Lo anterior repercute en costos de mantenimiento por
concepto de reparación y limpieza de los equipos y por paro de operaciones.
En el proceso de hidrodesulfuración existe ataque a los equipos por contacto con
diversos agentes agresivos tales como: sulfuros, bisulfuros, amoniaco y cloruros. El
empleo de un sistema adecuado de monitoreo y control de la corrosión en estas plantas
es por tal motivo una necesidad primordial.
Existen varias etapas de desarrollo del producto que tendrá que ser completado
antes de que el producto sea aplicado a nivel planta. La primera etapa en el desarrollo
del producto es reconocer la necesidad de algo. En este caso la necesidad de un nuevo
inhibidor de corrosión que tenga las características de actuar como inhibidor y a su vez
como un desemulcionante, además de ser un inhibidor exclusivamente hecho para una
Hidrodesulfuradora de turbosina, ya que, en la actualidad no se tiene un inhibidor con
las características mencionadas.
La segunda etapa en el desarrollo es la búsqueda de medios para construir el
producto. Este paso consiste en la financiación y la creación del inhibidor. Se tratará
de encontrar formas de crear un producto de bajo cost o y aún hacer el producto
atractivo para los consumidores, en el inhibidor lo atractivo es la alta eficiencia para
inhibir la corrosión y la característica de ser desemulsionante. Esta etapa es la que se
lleva más tiempo, porque muchas de las ideas se discuten y se combinan para formar
el diseño final.
La tercera etapa en el desarrollo del producto es la forma de comercializar el
producto, la manera de fabricar el producto, y dónde vender el producto . Una vez que el
inhibidor ha sido puesto a prueba a nivel planta, se realizan los cambios de ser
vii
necesario para su optimo funcionamiento. Esta es una de las etapas fin ales del
desarrollo del inhibidor. Es generalmente durante esta etapa que el producto se
mantiene o se deseche en la espera de encontrar un producto más rentable que vender.
viii
RESUMEN
Con base en la necesidad de obtener un producto capaz de ofrecer protección
contra la corrosión a las superficies metálicas de los equipos de intercambio de calor de
las plantas de hidrodesulfuración, se obtuvo información actualizada de los tipos de
compuestos químicos utilizados específicamente para este f in. Partiendo de esta
información, se postularon diversos compuestos activos (poliaminas, amidas, aminas,
sales, imidazolinas, etc.) para evaluar su funcionamiento como inhibidores de corrosión
a través de la prueba NACE Standard TM0172-2001 y su comportamiento en la
prueba de tolerancia al agua ASTM -D-I094 (o reacción al agua), a nivel laboratorio.
Los compuestos activos seleccionados fueron aquellos que reportaron una
protección a la corrosión mayor a 80 % y una tolerancia al agua no significativa (como
valores máximos: 2 en separación de fases y 1b en condición de interfase).
Posteriormente, se realizaron las pruebas de corrosión NACE 1D -182, NACE TM0172-
2001 (prueba de herrumbre) y la prueba NACE -ID-182 (prueba de botella o dinámica)
en un medio alcalino que: contiene amoniaco, sulfuros, bisulfuros (en concentraciones
similares a las observadas en el proceso de hidrodesulfuración) e incluso cianuros
como catalizador de corrosión.
El producto final es el DIAMIN CH. Presentando una calificación de B ++ en la
prueba de herrumbre y una eficiencia de 60.14% a una dosificación de 75 ppm en la
prueba dinámica. Su funcionamiento en la prueba ASTM -D-I094 dentro de los límites
permitidos por el método.
Para el desarrollo del tema en el primer capítulo se abordaran los principios
básicos de corrosión dando recomendaciones para la su prevención. En el segundo
capítulo se aborda el proceso de hidrotratamiento, resaltando la importancia de este en
los destilados intermedios, En el capítulo tres se detalla ampliamente el desarrollo
experimental dando observaciones y comentarios de las pruebas realizadas, para
finalizar se dan las conclusiones que arrojo el desarrollo de este trabajo.
Capítulo I
Generalidades
Generalidades
2
1.1 PRINCIPIOS BÁSICOS DE CORROSIÓN.
1.1.1 Concepto de corrosión.
La corrosión es un proceso electroquímico en el que un metal es deteriorado física y
químicamente por causa del medio que lo rodea. Los ele mentos necesarios para que se
presente son:
 Metal reactivo
 Electrolito
 Agente corrosivo
En la mayoría de las plantas industriales el metal reactivo es el acero, el electrolito
es el agua y el agente corrosivo (u oxidante) es el oxígeno u otra especie quí mica tal como:
ácidos, sales, bases, etc. Si uno o más de estos parámetros no está presente, la corrosión
no se produce.
En el proceso de corrosión del acero, el metal pierde electrones (se oxida) para
formar iones:
Fe – 2e- Fe2+
Esta es la reacción anódica o de oxidación. La reacción de reducción se lleva a cabo
con el agente corrosivo (también llamado dipolarizador catódico) al aceptar los electrones
perdidos por el fierro3 (ver figura 1).
2H + 2e- H2
3 O2 + 4 e- 2 O32-
Si es un medio corrosivo ácido
Si es expuesto a la atmósfera
O a un medio corrosivo
oxigenado
Generalidades
3
Fig. 1. Ejemplo de una reacción electroq uímica.
1.1.2 Tipos de corrosión.
La corrosión se clasifica básicamente según el daño ocasionado al metal en general
y localizada.
Corrosión general.
Se caracteriza porque las reacciones ocurren uniformemente sobre la s uperficie del
metal. Es el tipo de corrosión más común, pero el menos serio, debido a que puede ser
fácilmente monitoreada y predicha (figura 2).
Se caracteriza porque las reacciones ocurren uniformemente sobre la superficie del
metal. Es el tipo de corrosión más común, pero el menos serio, debido a que puede ser
fácilmente monitoreada y predicha (figura 2).
Fig. 2. Superficie afectada por corrosión gen eral.
Generalidades
4
Corrosión localizada
Este tipo puede presentarse de diversas formas:
Corrosión por picadura.
Las picaduras son una forma de ataque localizada en la que la velocidad de
corrosión de un área pequeña es mayor que la general. Las velocidades de picad ura son
generalmente de 20 a 50 veces mayores,conduciendo así a una pronta falla del metal
(figura 3).
Fig. 3. Formación de incisiones por picadura.
Corrosión por agrietamiento.
Es similar a la de picadura. Ocurre cuando la concentración del agente corrosivo en
el interior y exterior de la grieta son diferentes . (figura. 4).
Fig. 4. Ejemplo de corrosión por agrietamiento.
Generalidades
5
Corrosión de agrietamiento por esfuerzo.
Se presenta cuando un metal falla mecánicamente en un determinado ambiente a
niveles de esfuerzo mucho menores que aquellos para los que está diseñado. Se trata de
una forma de corrosión anódica localizada (figura 5).
La teoría electroquímica sugiere que el proceso de agrietamiento por esfuerzo (SCC)
se efectúa sobre la superficie metálica en una "región potencial", un lugar donde la
formación de la película protectora es lenta o inestable. En tal sitio ocurre una transición
activación-pasivación (o cerca de él). La evidencia más convincente que apoya esta teoría
es la selectividad aparente de los sistemas metal - medio en los que ocurre el SCC
Fig. 5. Falla mecánica en el metal por efecto de la
Corrosión de agrietamiento por esfuerzo.
Ampollamiento por hidrógeno.
En este tipo, la superficie metálica absorbe y difunde hidrógeno, que posteriormente
forma en el interior gas. Este gas ejerce una presión que causa la formación de ampollas
en el exterior (figura 6).
Generalidades
6
Fig. 6. Absorción y difusión de hidrógeno
Formación de gas en el interior del metal.
1.1.2 Factores que afectan la velocidad de la corrosión.
Agentes corrosivos en los fluidos transportados en ductos.
No obstante de que antes de la prestación del servicio de transporte por ducto y
equipo, algunos de los hidrocarburos líquidos y gaseosos son sometidos a variados
procesos de eliminación de impurezas, aún conservan contam inantes que pueden afectar
la integridad física de las instalaciones de ductos y equipos, debido principalmente al
fenómeno de corrosión interior.
Entre los agentes residuales agresivos o contaminantes más frecuentes que es
posible detectar en los flujos de transporte por ducto, resaltan; bióxido de carbono (CO2),
oxígeno (O2), ácido sulfhídrico (H2S) y microorganismos principalmente, los cuales en
presencia de humedad, temperatura, presión, y condiciones operativas particulares,
pueden provocar efectos sinérgicos o individuales, con los consecuentes daños por
corrosión en el interior de los ductos. Por lo que, la evaluación de dichos contaminantes
debe constituir el punto de inicio de cualquier programa de corrosión interior en ductos.
Temperatura.
La corrosión se incrementa, cuando aumenta la temperatura. Se observan algunas
excepciones cuando la solubilidad del agente corrosivo disminuye conforme la temperatura
se eleva.
Concentración del agente oxidante.
Generalidades
7
La corrosión se incrementa al aumentar la conce ntración de los agentes oxidantes
en el medio corrosivo, ya que existe una mayor participación de los mismos en el ataque a
la zona metálica.
Velocidad del fluido.
La alta velocidad del fluido que está en contacto con las superficies metálicas
provoca un aumento en la corrosión por desprendimiento de películas protectoras
presentes en éstas (capas de óxidos o de inhibidor de corrosión) y por erosión del material.
Presión
La presión parcial de los gases corrosivos como oxígeno y dióxido de carbono afecta
directamente la velocidad de corrosión, ya que una mayor presión de estos compuestos
involucra un aumento en la concentración de los mismos. La presión total en el sistema
favorece la solubilidad de los agentes agresivos en el medio.
1.1.3 Agentes oxidantes.
Ácidos.
El ejemplo más común de corrosión es el ataque por ácidos, donde el ion hidrógeno
(H-) es el aceptor de electrones o agente corrosivo.
2H+ + 2e- 2 H
2 H H2
Fe + 2 H+ Fe2- + H2
La reacción de corrosión engloba la disolución del metal y la producción de hidrógeno.
Bisulfuro.
Generalidades
8
Una segunda causa importante de corrosión en los procesos de refinería es el
ataque por bisulfuros. Se origina por la reacción entre ácido sulfhídrico y amoniaco u otra
base.
Fe - 2 e- Fe2- Reacción anódica
2 HS- H2 + S2- Reacción catódica
Fe + 2 HS- FeS + H2 + S2- Reacción total de corrosión
Este es un ejemplo de como la formación de una capa de producto protector (FeS)
controla la velocidad de corrosión (factor cinético).
Oxígeno.
La tercera causa de corrosión más importante en los procesos industriales es e l
oxígeno. Su presencia en concentraciones de partes por millón, en combinación con H2S
puede incrementar la velocidad de corrosión en un factor de 10.
La reacción del oxígeno con el acero es:
4 Fe + 3 O2 2Fe2O3
Este tipo de corrosión crea problemas difíciles debido a que los inhibidores a .base
de aminas generalmente no son efectivos contra ella .
Otras causas de corrosión.
Se ha mencionado que los ácidos, bisulfuros y oxígeno son los principales agentes
agresores en casi todas las corrosiones acuosas en las refinerías. Sin embargo, hay otras
causas posibles bajo ciertas condiciones.
Generalidades
9
Corrosión por CO2.
Este compuesto se disuelve en agua y se convierte en un ácido débil semejante al H 2S.
CO2 + H2O H2CO3
2 Fe + H2CO3 2Fe2- + 2HCO3- + H2
Corrosión por óxido de azufre.
El S02 forma ácido sulfuroso (H2SO3) y si está presente en altas concentraciones se
vuelve un problema considerable.
Corrosión por ácidos nafténicos.
Los ácidos nafténicos u otros de tipo orgánico tienen un carácter débil y se
comportan como tales. Estos compuestos pueden causar corrosión severa a las elevadas
temperaturas observadas en los hornos, líneas de transferencia del horno y columnas de
fraccionamiento de plantas de vacío.
Fe + 2RCOOH Fe (RCOO) 2 + H2
1.1.4 Materiales de construcción.
Algunos materiales usados comúnmente en refinería son los siguientes:
Acero al carbón.
Es el más importante y excepto por el hierro forjado, el más económico. Posee
buenas propiedades mecánicas.
El agua con pH menor a 5 lo ataca rápidamente por corrosión ácida. En pH altos el
agua oxigenada lo daña bastante. Si un producto de la reacci ón de corrosión es hidrógeno
reducido y existe presencia de un veneno (sulfuro, arsenatos, cianuros, etc.), el acero al
carbón es muy susceptible a corrosión por hidrógeno.
Generalidades
10
En una corriente de gas caliente (> 427°C) el material puede ser corroído
rápidamente por compuestos gaseosos de azufre. Este tipo de ataque se encuentra
frecuentemente en la tubería de hornos. Debido a las altas temperaturas, la inhibición por
medios químicos no es posible en estos casos.
Acero inoxidable.
El término se refiere a un grupo de aleaciones hierro - cromo que contienen al
menos 11 % del segundo. Su principal virtud es la mayor resistencia a la corrosión
comparada con el acero al carbón. La adición, de níquel generalmente proporciona una
mayor resistencia al esfuerzo, son lla mados "serie 18 - 8", los de mayor aplicación en
procesos industriales son:
304 (18 % Cr, 8 % Ni) Y 316 (18 % Cr, 12 % Ni, 2.5 % Mo). El mecanismo de protección
de estos materiales se basa en la formación de una película protectora de óxido de cromo
en su superficie.
Su aplicación principal ha sido en corrientes de gas caliente que contienen H 2S.
Cuando se usa en sistemas acuosos, éstos deben permanecer libres de cloruros.
Otros materiales menos utilizados son:
Bronces Munz (40% Zn, 60% Cu)
Amarillo (30% Zn, 70% Cu)
Rojo ( 15% Zn, 85% Cu)
Titanio
Monel (70% Ni, 30% Cu)
Aluminio
Generalidades
11
1.2 INHIBIDORES DE CORROSIÓN .
1.2.1 Concepto y tipos generales
Un inhibidor de corrosión es un a sustancia química que al ser aplicada en un
proceso a una baja dosificación, disminuye sustancialmente la velocidad de corrosión sin
alterar las propiedades físicas y químicas de la corriente.
La industria del petróleo aplicó estos productos por vez pri mera a mediados de la
década de 1940's para disminuir el problema de corrosión en los equipos,causado por
aguas contaminadas con dióxido de carbono y otros constituyentes ácidos (orgánicos e
inorgánicos).
Un método para el combate de la corrosión por el lado de la corriente de proceso en
intercambiadores de calor fue el uso de tuberías de aleaciones con mayor resistencia al
carácter agresivo de algunos contaminantes: ácido sulfhídrico, clorhídrico, nafténicos,
mercaptanos, etc.
En el caso de condensadores se consideró el tratamiento químico del agua el cual
incluía el uso de inhibidores inorgánicos (cromatos, silicatos), neutralizadores alcalinos
(amoniaco, sosa, bicarbonato de sodio) y ciertos compuestos orgánicos polares.
Los inhibidores orgánicos incluían compuestos que se adherían a las superficies
metálicas (aminas complejas) y agentes emulsificantes que prevenían la humectación de
las superficies, o una combinación de ambos.
Las primeras formulaciones contenían cresilato de sodio, fenolato de sodio y sales
similares de bases orgánicas débiles. Descubrimientos posteriores, guiaron hacia el uso de
compuestos semipolares de alto peso molecular conteniendo oxígeno, azufre o grupos
nitrógeno (ácidos nafténicos, aminas alifáticas y cicloalifáticas, aminas cuaternarias, y
compuestos heterocíclicos).
Generalidades
12
1.2.2 Clasificación de los inhibidores.
Existen varias formas de clasificar los inhibidores de corrosión, de las cuales la más
aceptada es debida a su mecanismo de acción. Esta clasificación comprende a los
inhibidores pasivadores, convertidores de película, inhibidores de adsorción ó fílmicos,
neutralizantes, secuestrantes y misceláneos. Los primeros tres grupos son los más
numerosos y corresponden a compuestos que pueden formar barreras entre el metal y el
medio agresivo, mientras que los secuestradores y neutralizadores actúan sobre el medio,
eliminado agentes agresivos, tales como el ion hidrógeno o el oxígeno disuelto entre otros.
Para la protección interior de ductos, la familia de inhibidores más utilizada es la de
los inhibidores que actúan por adsorción o fílmicos. Este tipo de compuestos se adsorben
sobre la superficie del metal formando películas delgadas que resultan de la atracción física
o química entre el compuesto y la superficie del metal. Su nivel de protección depende
tanto de su concentración, que conduzca a una cobertura de la superficie, como de la
fuerza de atracción entre el metal y el compuesto. Las barreras de inhibidor formadas son
hidrofóbicas, las cuales rechazan la fase acuosa que contiene las especies corrosivas. De
acuerdo a otras formas de clasificación, estos inhibidores pueden clasificarse en anódicos,
catódicos o mixtos, de acuerdo a la reacción que inhibe preferencialmente, o bie n, de
acuerdo a su composición química, estos compuestos son de tipo orgánico.
Por otro lado, dentro de los inhibidores misceláneos se encuentran los biocidas, los
cuales son compuestos químicos que se utilizan para disminuir y controlar la población de
bacterias. Pueden ser considerados como inhibidores de la corrosión, ya que al disminuir la
población bacteriana, la corrosión ocasionada por la presencia de esta clase de
microorganismos, también disminuye.
1.2.3 Tipos des inhibidores de corrosión.
Los inhibidores que se seleccionen para el control de la corrosión interior en ductos
que transportan hidrocarburos dulces o amargos pueden ser:
Generalidades
13
 Formadores de película
 Solubles en aceite y dispersables en agua
 Solubles en agua y dispersables en aceite
 Parcialmente solubles en agua y en aceite
 Parcialmente dispersables en agua y aceite
1.2.4 Estructura de los inhibidores de corrosión y mecanismo de inhibición.
La mayoría de los inhibidores orgánicos son moléculas hidrocarbonadas de cadena
larga que terminan en un grupo funcional nitrogenado. Las estructuras moleculares
catiónicas típicas incluyen varias aminas primarias, diaminas, i midazolinas, amido-aminas,
amino-amidas dimerizadas, amido-aminas diméricas ácidas, aminas primarias etoxiladas,
alquil piridinas y aminas cuaternarias. Las estructuras moleculares aniónicas típicas
incluyen ácidos diméricos-triméricos, ácidos grasos, ácidos nafténicos, ácidos dodecil
bencen sulfónicos y ésteres fosfatados.
Los productos comerciales contienen de 20 a 30 % de inhibidor disuelto en algún
solvente: nafta aromática pesada, querosina, aceite cíclico o un compuesto alifático. Se
recomienda la dilución para asegurar su dispersión en las corrientes de proceso.
Se cree que los inhibidores de corrosión orgánicos forman una película protectora
sobre las áreas anódicas y catódicas de la superficie metálica, por esta razón son
conocidos como inhibidores filmicos-amíraicos El grupo funcional nitrogenado de la
molécula se ancla al metal, mientras que la "cola" hidrocarbonada se extiende en la
corriente de proceso formando una capa protectora que evita el contacto entre el agente
corrosivo y la superficie metálica (ver figura 7).
Generalidades
14
Fig. 7. Mecanismo de inhibición de la corrosión.
La adsorción del inhibidor es el resultado de fuerzas químicas y físicas. En la
adsorción química, las moléculas adsorbidas se anclan a la superficie metálica a través de
un mecanismo de intercambio de electrones, que puede o no depender de la temperatura.
En la adsorción física (van der Waals), la unión se debe a fuerzas de dis persión y varía
inversamente a la temperatura. Los procesos de adsorción son reversibles y se ha
confirmado con pruebas en campo que se requiere renovación continua de la película para
una protección óptima.
Se ha demostrado que el espesor de la capa de i nhibición es de una o dos
moléculas solamente, dependiendo del compuesto, su concentración y la composición de
la corriente.
También hay evidencias de que algunos hidrocarburos provenientes del proceso se
integran a la adsorción y ofrecen protección adici onal.
La efectividad de un inhibidor puede variar significativamente de un proceso a otro,
pues ninguno otorga protección satisfactoria bajo todas las condiciones.
Las moléculas de cadena corta frecuentemente proporcionan cobertura insuficiente,
encontrándose incremento en la efectividad con el aumento en la longitud de la cadena. La
capacidad de protección varia significativamente para moléculas de cadena larga que
Generalidades
15
tienen el mismo peso molecular pero diferente arreglo; esto ha sugerido la idea que ciert as
estructuras forman películas no adherentes debido a una sobre posición molecular.
1.2.5 Limitaciones y problemas potenciales .
Concentración del inhibidor.
Los inhibidores orgánicos forman películas protectoras que son desprendidas
gradualmente por efecto del flujo. Para obtener resultados satisfactorios, la inyección del
producto al proceso debe ser de manera continua. Cuando existe una sobredosificación
pueden ocasionarse problemas como espumación, contaminación de la corriente y
principalmente el incremento en la tendencia a emulsificar de las dos fases presentes.
Para la distribución adecuada del inhibidor de corrosión en la corriente de proceso,
debe aplicarse diluido y precedente a los equipos a proteger. La dilución permite controlar
la cantidad de producto a suministrar y su distribución en la corriente de proceso.
Efectos de turbulencia
Los inhibidores orgánicos no pueden formar una capa protectora en metales sujetos
a un flujo excesivamente turbulento o con velocidades excesivamente altas.
Efectos de temperatura
La efectividad de estos productos se altera con el cambio de temperatura. A valores
altos, la película no se puede mantener por el incremento en la corrosión, en la desorción
de inhibidor y por cambios en la naturaleza de los productos de corrosión.
Generalidades
16
1.2.6 Evaluaciones corrosimétricas de laboratorio.
Se han utilizado numerosas pruebas para la evaluación de inhibidores orgánicos en
la industria del petróleo. Entre las más importantes se pueden citar las siguientes:
a. inmersión estática
Se usa un cupón metálico previamentepesado, que se hace pasar por un medio
orgánico que contiene el inhibidor y posteriormente se sumerg e en el sistema corrosivo
acuoso durante un determinado tiempo a cierta temperatura.
b. inmersión por agitación.
Se suspende un cupón metálico de peso conocido en una mezcla
hidrocarburo/medio corrosivo que contenga el inhibidor y se agita rápidamente. Un e jemplo
de este tipo de prueba es la descrita en el método ASTM -D-665.
c. Circuito de circulación.
En esta prueba la mezcla hidrocarburo -medio corrosivo se hace circular
continuamente a través de un circuito que contiene integrados varios cupones de prueba
expuestos al flujo.
d. Prueba dinámica (Wheel test)
Se lleva a cabo mediante la rotación continua de recipientes cerrados que
contienen el hidrocarburo, el agente agresivo, el inhibidor y un cupón metálico. La prueba
se realiza en una cámara que mantiene las muestras a temperatura controlada. La
rotación no solo provee agitación, también asegura que cada cupón sea expuesto
constantemente a inhibidor fresco (generalmente disuelto en - la fase orgánica) y agente
agresivo fresco. Esta prueba es ampliamente utiliz ada debido a que un gran número de
muestras pueden evaluarse simultáneamente.
Generalidades
17
e. Simulación de un sistema de destilación.
Se suspende una pequeña lámina de metal dentro de una columna de reflujo
adaptada a un matraz de bola que destila una mezcla de hidroca rburo, inhibidor y agua
ácida.
La eficiencia de los inhibidores a evaluar en las pruebas anteriores se determina por
la diferencia en peso registrada en los testigos de corrosión. La prueba del circuito de
circulación emplea también la medición por resist encia eléctrica.
f. Métodos electroquímicos.
Estos procedimientos tienen dos beneficios principales y una limitación. Los
beneficios son el corto tiempo de prueba y la información que otorga sobre los
mecanismos moleculares que se efectúan. Su limitación pr incipal es el requerimiento de
un medio corrosivo conductor.
La velocidad de corrosión puede determinarse en minutos por medios
electroquímicos, mientras que por los métodos de pérdida de peso puede tomar incluso
días. Con la rapidez de estas pruebas, los cambios en la funcionalidad de un inhibidor con
el tiempo son fácilmente medidos. Se hacen así experimentalmente accesibles los
resultados sobre la persistencia del inhibidor y su tiempo de formación.
Los métodos electroquímicos generalmente ofrecen info rmación acerca de los
mecanismos de reacción. Los inhibidores pueden dar protección cambiando las
reacciones anódicas o catódicas, formando una barrera entre el metal y el medio
corrosivo, o bien ambas. El conocimiento del mecanismo permite una mejor utili zación del
inhibidor. Por ejemplo, los inhibidores anódicos frecuentemente se consideran peligrosos
porque a una concentración menor a la mínima aceleran la corrosión localizada.
Las técnicas electroquímicas requieren que el agente corrosivo sea un conduc tor
iónico (ej. sal en agua), por lo tanto, no se pueden emplear medios no conductores como
hidrocarburos o agua de alta pureza.
Generalidades
18
Los dos métodos más utilizados son la resistencia de polarización lineal (LPR) y la
determinación de la pendiente de TAFEL obte nida mediante mediciones galvanostáticas.
Capítulo II
El problema de la
corrosión en plantas
hidrodesulfuradoras
El problema de la corrosión en plantas hidrodesulfuradoras
20
2.1 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE HIDRODESULFURACIÓN
La característica de los procesos de hidrotratamiento es el uso de hidrógeno como
un componente principal del sistema de alimentación. En la industria se utilizan dos tipos
de estos: hidrodesintegración e hidro tratamiento. Este último es el término general aplicado
a un grupo de procesos que usan el hidrógeno para remover algunas impurezas (tales
como azufre o nitrógeno, por - formación de ácido sulfhídrico o amoniaco), o procesos que
adicionan hidrógeno a compue stos insaturados para obtener otros más estables (tales
como parafinas). Cuando el proceso de hidrotratamiento se emplea para remover azufre,
se dice que se trata de una hidrodesulfuración. En esta aplicación el hidrotratamiento se
usa en un producto semiterminado para prepararlo para mezcla final o para su venta.
La desulfuración involucra la reacción del hidrógeno con un compuesto azufrado
para formar ácido sulfhídrico, el cual se remueve como gas.
La hidrodesulfuración es un proceso de refinación catal ítica que utiliza un catalizador
selectivo (níquel – molibdeno), en combinación con una corriente de gas rica en hidrógeno
para descomponer los compuestos de azufre, oxígeno, nitrógeno, cloruros y compuestos
metálicos, así como para saturar los aromáticos presentes en la carga. Los metales se
eliminan por fijación de los mismos sobre la superficie del catalizador. También se elimina
agua, obteniéndose un producto seco y libre de impurezas. Todas estas mejoras se logran
con poca o ninguna pérdida del product o.
Para realizar lo anterior, la Unidad se ha dividido en las siguientes secciones de
procesamiento:
 Sección de carga.
 Sección de reacción.
 Sección de fraccionamiento.
 Sección de compresión de hidrógeno de reposición.
 Sección de tratamiento y regeneración de amina.
El problema de la corrosión en plantas hidrodesulfuradoras
21
2.1.1 Sección de carga.
La Unidad Hidrodesulfuradora de Turbosina, recibe la carga procedente de las
Plantas de vacío o bien almacenamiento.
Si la alimentación proviene de los tanques de almacenamiento, se pa sa por el
precalentador de carga (lado coraza), el cual utiliza como medio de calentamiento vapor de
baja, en este equipo la carga se calienta desde 66°C hasta 128°C, utilizando un control de
temperatura a la salida del precalentador que en cascada ajusta el flujo de vapor de
calentamiento; posteriormente la carga se dirige hacia el filtro de carga.
Enseguida, la corriente ya filtrada pasa al intercambiador de alimentación de
carga/Turbosina producto (lado coraza), en donde se calienta desde 128°C hasta 1 88°C.
Para mantener esta temperatura en la corriente de alimentación al tanque de carga se tiene
un control a la salida del intercambiador que actúa en rango dividido sobre las válvulas
localizadas, una en la línea de alimentación al intercambiador y otra en su "by-pass".
La presión en el tanque de carga, se controla en 2.1 kg/cm2 man., por medio de un
control de presión en rango dividido,
El tanque de carga, cuenta con una malla coalescedora cuya función es separar el
agua arrastrada por la carga, colect ándola en una bota de donde la envía a control de nivel
de interface hacia el drenaje aceitoso.
2.1.2 Sección de reacción.
La carga de Turbosina libre de agua, se envía por medio de la bomba de carga a
con control de f lujo y una presión de 154 kg/cm 2 man. hacia dos destinos. Una corriente se
envía a precalentarse y la otra sirve como atemperamiento.
La corriente que se envía a precalentar, pasa por el lado tubos del intercambiador de
alimentación de carga/efluente de l reactor, y posteriormente se mezcla con una corriente
rica en hidrógeno proveniente del compresor de hidrógeno de recirculación; la otra corriente
se utiliza como flujo de atemperamiento a la corriente de alimentación al calentador de
El problema de la corrosión en plantas hidrodesulfuradoras
22
carga al reactor para mantener la temperatura de la mezcla de Turbosina/Hidrógeno en
314°C.
La corriente que se envía, hacia el precalentador de alimentación de carga/efluente
del reactor aumenta su temperatura desde 188°C hasta 234ºC.
Este intercambiador cuenta con un "by -pass" (lado tubos), en donde se encuentra
instalada una válvula automática, la cuál recibe señal de un control de temperatura cuya
toma de señal se encuentra localizada en la salida del mismo intercambiador (lado coraza),
y su función consiste en ajustar la temperatura de alimentación al separador caliente de
alta presión en 290°C.
Después de salir la corrientede Turbosina por el lado tubos del intercambiador, se
mezcla con una corriente de gas rica en hidrógeno (292 Nm 3 de hidrógeno/m3 de carga) la
cual tiene una temperatura de 280°C.
La mezcla hidrógeno-Turbosina vaporizada al 3.2% en peso, se envía hacia el
calentador de carga al reactor, para alcanzar la temperatura adecuada para llevar a cabo
las reacciones de saturación de aromáticos en la sección de demetalización y
posteriormente las reacciones de hidrodesulfuración en otra sección de otro reactor.
2.1.3 Sección de fraccionamiento.
En esta sección se eliminan los gases incondensables e hidrocarburos liger os
presentes en el efluente proveniente de la sección de reacción.
2.1.4 Resumen del proceso.
La característica de los procesos de hidrotratamiento es el uso de hidrógeno como
un componente principal del sistema de alime ntación. En la industria se utilizan dos tipos
de estos: hidrodesintegración e hidrotratamiento. Este último es el término general aplicado
a un grupo de procesos que usan el hidrógeno para remover algunas impurezas (tales
como azufre o nitrógeno. por - formación de ácido sulfhídrico o amoniaco). o procesos que
adicionan hidrógeno a compuestos insaturados para obtener otros más estables (tales
como parafinas). Cuando el proceso de hidrotratamiento se emplea para remover azufre.
El problema de la corrosión en plantas hidrodesulfuradoras
23
Se dice que se trata de una hi drodesulfuración. En esta aplicación el hidrotratamiento se
usa en un producto semiterminado para prepararlo para mezcla final o para su venta.
La desulfuración involucra la reacción del hidrógeno con un compuesto azufrado
para formar ácido sulfhídrico, e l cual se remueve como gas.
De acuerdo a la figura 1A, el procedimiento consiste en mezclar una corriente rica en
hidrógeno con los productos a desulfurar (naftas, turbosina, querosina, gasóleo), se pasa
por un tren de calentamiento entre 260 y 425°C y se alimenta a un reactor para ponerse en
contacto con un catalizador de níquel - molibdeno con el fin de que los hidrocarburos
olefínicos, aromáticos o nafténicos se saturen con hidrógeno y los hidrocarburos polares
que contienen azufre, nitrógeno y oxígeno en su molécula se descompongan para
regenerar el hidrocarburo y dar lugar a la formación de los siguientes subproductos :
RHS + H2 RS + H2S
RNH2 + H2 RH + NH3
ROH + H2 RH + H2O
La mezcla gaseosa sale caliente del reactor y es enfriada a 55°C para condensar los
hidrocarburos y pasar a un separador, donde, por la parte superior sale el hidrógeno que se
recircula a la carga. Los líquidos condensados se eliminan por el fondo para ser
alimentados a la torre agotadora para separar los gases amargos (principalmente ácido
sulfhídrico) que salen por el domo hacia la planta de tratamiento de gases. Los productos
del fondo pasan a la torre fraccionadora para separar los ligeros (isohexano, hexano,
isopentano, y pentano) de los pesados (ver figura 1A).
Figura 1A. Diagrama simplificado de una planta Hidrodesulfuradora de turbosina.
GAS AMARGO
El problema de la corrosión en plantas hidrodesulfuradoras
25
2.2 QUÍMICA DEL PROCESO.
2.2.1 Reacciones típicas de hidrodemetalización e hidrodesulfuración.
La carga de hidrocarburos contiene cantidades variables de compuestos
contaminantes, que deben ser eliminados para lograr las especificaciones deseadas en el
producto final.
Los contaminantes más comunes de la carga a la unidad Hidrodesulfuradora de
gasóleos son compuestos de azufre, nitrógeno, oxígeno y metales. Las principales
reacciones que se llevan a cabo en el reactor son las de hidrodemetalización e
hidrodesulfuración.
2.2.2 Hidrodemetalización.
La hidrodemetalización es una reacción química selectiva que consiste en remover
los metales contenidos en los compuestos organometálicos (carbones unidos a un metal,
principalmente Níquel y Vanadio). Esta reacción se lleva a cabo sobre la superficie del
catalizador.
2.2.3 Hidrodesulfuración
Las reacciones más frecuentes que se tienen en la sección de hidrodesulfuración del
reactor son:
 DESULFURACION.
 DESOXIGENACION.
 DESNITROGENACION.
 SATURACION DE OLEFINAS.
El problema de la corrosión en plantas hidrodesulfuradoras
26
La importancia de la temperatura se puede observar en las siguientes reacciones,
por medio de las cuales se efectúa la descomposición de los compuestos contaminantes y
la saturación de los aromáticos.
a) Compuestos de azufre.
b) Compuestos de Oxígeno.
El oxígeno se encuentra disuelto o contenido en compuestos heterocíclicos de
azufre o nitrógeno o en forma de peróxidos o compuestos fenólicos. Estos compuestos se
transforman en agua e hidrocarburos.
OH
+
H2
OH2+
c) Compuestos de Nitrógeno.
En productos del petróleo, el nitrógeno se encuentra junto con el azufre,
esencialmente en compuestos heterocíclicos siendo por ello más difícil la
hidrodesnitrificación que la hidrodesulfuración.
Las reacciones típicas para la eliminación de nitrógeno son las siguientes:
N
+ 5H2
CH3 CH3 + NH3
Piridina Hidrógeno n -Pentano Amoniaco
Sulfuro de etil n-butil Hidrógeno n -butano etano
Fenol Hidrógeno Benceno Agua
El problema de la corrosión en plantas hidrodesulfuradoras
27
d) Saturación de olefinas.
Los compuestos olefínicos son compuestos no saturados o sea deficientes en
átomos de hidrógeno, lo que los hace relativamente reactivos.
Las olefinas se convierten a parafinas en el reactor de h idrodesulfuración.
Las reacciones que se efectúan en el proceso de hidrodesulfuración son
generalmente exotérmicas. Sin embargo, únicamente la saturación de olefinas y la
descomposición de compuestos nitrogenados liberan una gran cantidad de calor.
CH2 CH3 + H2 C7H6
2.3 TIPOS DE CORROSIÓN, CAUSAS Y MEDIDAS DE CONTROL
Durante el proceso de hidrodesulfuración de los diferentes cortes de destilación del
petróleo, se producen como re sultado de las reacciones de hidrotratamiento diversos
contaminantes de carácter agresivo tales como el ácido sulfhídrico, agua y ocasionalmente
ácido clorhídrico, debido a la presencia de compuestos polares con contenido variable de
azufre, nitrógeno, oxígeno y cloro en la carga a la planta.
Los agentes agresivos mencionados provocan problemas de corrosión (general y por
picadura principalmente) y ensuciamiento en los equipos de intercambio de calor, líneas de
transferencia y acumuladores en las columnas de agotamiento y fraccionamiento que
incrementan la frecuencia de los paros para limpieza y mantenimiento.
Para mantener bajo control la corrosión y el ensuciamiento en las diversas secciones
de la planta de hidrodesulfuración, se requiere la aplicación d e las siguientes medidas:
1-hepteno Hidrógeno n -heptano
El problema de la corrosión en plantas hidrodesulfuradoras
28
1. Inyección de una cantidad suficiente de agua de lavado, para la remoción de los
depósitos de sales de amonio que se forman en los condensadores de la sección de
reacción, que adicionalmente a los problemas de restricción de fl ujo que provocan,
promueven la corrosión por debajo de los depósitos, particularmente en forma de
picaduras.
El uso de agua de lavado en las columnas de agotamiento y fraccionamiento da
origen a la formación de aguas amargas muy corrosivas, por la alta co ncentración de los
contaminantes mencionados y por su carácter alcalino (pH de 8 a 10), las cuales propician
el ataque en los metales de los equipos de intercambio de calor, acumuladores .y líneas de
transferencia.
2. Aplicación de inhibidores específicos para el control de la corrosión en las
secciones de agotamiento y fraccionamiento (ver figura 1A).
Para las secciones de reacción y agotamiento, se requiere la utilización de
inhibidores de corrosión solubles o dispersables en agua, apropiados para medi os
alcalinos.Para el control de la corrosión en la sección de fraccionamiento se requiere de un
inhibidor formador de película adecuado para medios ácidos que contienen cantidades
moderadas de sulfuros principalmente.
3. Selección adecuada de los materi ales de construcción, particularmente en las
secciones de reacción y agotamiento, ya que debido a la presencia de un medio alcalino
con grandes cantidades de sulfuros y nitrógeno amoniacal, no es adecuado el uso de cobre
o sus aleaciones (admiralty).
4. Monitoreo de la corrosión, mediante la instalación de portatestigos de corrosión o
terminales para corrosómetro a la entrada y salida de los condensadores de las secciones
de reacción, agotamiento y fraccionamiento. De igual forma, se recomienda la
determinación de la concentración de hierro total en los condensados amargos obtenidos
El problema de la corrosión en plantas hidrodesulfuradoras
29
en las secciones mencionadas, tanto para monitorear la corrosión como para seleccionar la
dosificación óptima de los inhibidores.
Capítulo III
Desarrollo experimental
Desarrollo Experimental
31
INDICACIONES EXPERIMENTALES.
Como en las plantas de hidrodesulfuración de turbosina actualmente no se
ocupa ningún tipo de inhibidor de corrosión, ya que no cumplen con las
especificaciones requeridas una de ellas y la más importante es la propiedad de
desemulsion, es decir, los inhibidores aplicados atrapan moléculas de agua, por
lo tanto, no pasan las pruebas de reacción al agua, de aquí la importancia del
desarrollo de el inhibidor de corrosión.
1. Se realizaron las reacciones de síntesis del ESTER DEL CHAME, ESTER
DIAMIET CH 01, ESTER DE DIAMIET MPH01; a reflujo y una temperatura
de 120°C.
2. Las formulaciones se preparan pesando 1g. de inhibidor y 1 g. de Xileno; es
decir, se preparan todos los inhibidore s al 50% en peso, esto se realizó para
una mejor dispersión del inhibidor y para facilitar su docificación .
3. La prueba de tolerancia al agua se realiza de acuerdo a las indicaciones
descritas en la sección 4.3.1.
4. Los inhibidores que hayan demostrado un d esempeño satisfactorio en la
prueba ASTM-D-1094 se les realizara la prueba de herrumbre NACE
TM0172-2001, alas condiciones descritas en la sección 4.3.2
5. La prueba de botella NACE ID -182 se realizo a los productos que
demostraron un desempeño satisfactorio en la prueba NACE TM0172-2001.
6. La prueba se realizó de acuerdo a las indicaciones de la sección 4.3.3
cambiando el medio de la prueba. (de turbosina a querosina)
7. Para obtener la querosina se realizo una destilación a partir de DIESEL a
180°C.
8. Los productos seleccionados como los inhibidores de corrosión son aquellos
que muestran los mejores resultados en las pruebas realizadas.
Desarrollo Experimental
32
3.1 DESARROLLO DEL INHIBIDOR DE CORROSIÓN.
Para mantener bajo control los prob lemas de corrosión presentes en las plantas de
hidrodesulfuración, se requiere el uso de inhibidores que ofrezcan una elevada eficiencia
de protección a bajos niveles de dosificación y que aseguren una adecuada separación de
los hidrocarburos y las aguas amargas resultantes del proceso.
Actualmente se encuentran en dosificación en plantas de hidrodesulfuración de
naftas los inhibidores IMP-ICATX-9632 e IMP-ICCE-T02 de tipo soluble en hidrocarburo y
dispersable en agua para las secciones de reacción y agota miento (ver página 19). Estos
productos presentan la inconveniencia de propiciar una baja eficiencia en separación de las
fases (orgánica y acuosa) producidas en las diferentes secciones de las plantas HDS.
Teniendo como punto de partida la necesidad ante rior, se procedió a desarrollar un
inhibidor de corrosión para medios alcalinos que protegiera los equipos de intercambio de
calor de las secciones de reacción y agotamiento, y que permitiera además, la adecuada
separación de las corrientes de proceso, con menores costos de tratamiento.
3.1.1 Inhibidores de corrosión desarrollados.
MODIFICAR INCORPORAR LEVE INTRODUCCIÓN
Con el propósito de disponer los compuestos activos para la formación del inhibidor
de corrosión para plantas HDS con baja tendencia a emulsificar, se desarrollaron los
siguientes inhibidores:
1. ESTER DE CHAME
2. DIAMIN CH
3. DIAMIET CH 01
4. ESTER DIAMIET CH 01
5. DIAMIN MPH
6. DIAMIET MPH 01
7. ESTER DE DIAMIET MPH01
Los siguientes inhibidores de corrosión fuer on tomados como referencia para las
calificaciones en las pruebas realizadas:
Desarrollo Experimental
33
1. IM-ICATX-9632 (desarrolla una alta eficiencia de protección contra la
corrosión pero una alta tendencia a emulsificar).
2. IMP-ICCE-T02 (Desarrolla una alta eficiencia para inhibir la tendencia a
la emulsión, pero una baja eficiencia a la protección contra la
corrosión).
El CHAME se toma tal y como se utiliza en la planta de hidrodesulfuración, y es el inhibidor
que es utilizado actualmente pero no muestra un desempeño satisfactorio como inhibidor
de corrosión.
3.2 Reacciones de síntesis.
Las siguientes reacciones de síntesis se realizan en el laboratorio con un equipo cuifi
conectado a reflujo, con una trampa de agua c omo se muestra en la siguiente figura:
Fig. 9. Montaje de equipo a reflujo.
Las reacciones de síntesis realizadas en el laboratorio son las siguientes:
 Ester de CHAME.
 Ester de DIAMIET CH 01.
 Ester de DIAMIET MPH01.
Desarrollo Experimental
34
Las reacciones de síntesis siguient es fueron realizadas por los laboratorios
Quimikao, ya que, son necesarios equipos especiales para llegar a las condiciones de
presión y temperatura requeridas para las síntesis.
 DIAMIN CH
 DIAMIET CH 01
 DIAMIN MPH
 DIAMIET MPH 01
3.2.1 Obtención del CHAME.
La reacción de síntesis del CHAME se realiza con una etoxilación a presión elevada
y mantener la reacción a una temperatura de entre 110 a 180°C durante 1 a 3 horas, las
presiones aplicadas oscilan en valores aproximados a 3 Kg/cm 2.
Para obtener el CHAME de la reacción de síntesis es la siguiente:
NH +
O
N
OH
Oxido de etileno Ciclohexilamina monoetoxiladaCiclohexilamina
Fig. 10. Ciclohexilamina Fig. 11. Oxido de etileno
Desarrollo Experimental
35
Fig. 12. Ciclohexilamina monoetoxilada
3.2.2 Obtención del DIAMIN MPH.
La reacción de síntesis del DIAMIN MPH se realiza con una alquilación a presión
elevada y mantener la reacción a una temperatura de entre 110 a 180°C durante 1 a 3
horas.
Para la obtención del DIAMIN MPH la reacción de síntesis es la siguiente:
NH2
+ CH2
N
NH
N
cat. Niquel
H2
NH NH2
Fig. 13. Aminobenceno Fig. 14. ACRILONITTRILO
Aminobenceno Acrilonitrilo Bencil -amin-nitrilo
DIAMIN MPH
Desarrollo Experimental
36
3.2.3 Obtención del DIAMIET MPH01.
La reacción de síntesis del DIAMIET MPH 01 se realiza con una etoxilación a presión
elevada y mantener la reacción a una temperatura de entr e 110 a 180°C durante 1 a 3
horas, las presiones aplicadas oscilan en valores aproximados a 3 Kg/cm 2.
A partir del DIAMIN MPH se obtiene el DIAMIET MPH 01de la siguiente manera:
O
Oxido de etileno
NH NH
OH
DIAMIET MPH 01
Fig. 17. DIAMIET MPH 01
Fig. 16. DIAMIN MPHFig. 15. Bencil-amin-nitrilo
Desarrollo Experimental
37
3.2.4 Obtención del DIAMIN CH.
La reacción de síntesis del DIAMIN CH se realiza con acrilonitrilo a presión elevada y
mantener la reacción a una temperatura de entre 110 a 180°C durante 1 a 3 horas, las
posterior mente se realiza una reducción en presencia de una catalizador de niquel.
CH2
NNH2
Ciclohexilamina Acrilonitrilo
Cat Niquel
H2+
NNH
NH NH2
DIAMIN CH
Ciclohexil amin-nitrilo
Fig.18. Ciclohexilamina Fig. 19. Ciclohexilamin-nitrilo
Fig. 20. DIAMIN CH
Desarrollo Experimental
38
3.2.5 Obtención del DIAMIET CH 01.
Para obtener el DIAMIET CH 01 la reacción de síntesis es a partir del DIAMIN CH01 que se
hace reaccionar con Oxido de etileno:
NH NH2
DIAMIN CH
+
O
Oxido de etileno
OH
NH NH
DIAMIETCH 01
Para la obtención de los esteres correspondientes las reacciones de síntesis fueron
las siguientes:
3.2.6 Obtención del Ester de CHAME.
La síntesis del ESTER DE CHAME se realiza en un equipo montado como el de la
figura 9 (pagina 26) la reacción se tarda aproximadamente cuatro horas; una manera
indirecta de saber que la reacción llegó a su fin es midiendo la can tidad de agua obtenida,
esta cantidad depende de las cantidades agregadas de los reactivos.
CHAME + Ac. Oleico Ester Oleico de CHAME + H 2O
Fig. 21. DIAMIET CH 01
Desarrollo Experimental
39
CH3OH
O
N
OH
N
O
CH3
O
Relación 1:1
+
3.2.7 Obtención del Ester de DIAMIN CH.
La síntesis del ESTER DE DIAMIN CH se realiza en un equipo montado como el de
la figura 9 (pagina 26) la reacción se tarda aproximadamente cuatro horas; una manera
indirecta de saber que la reacción llegó a su fin es midiendo la cantidad de agua obtenida,
esta cantidad depende de las cantidades agregadas de los reactivos.
DIAMIN CH + Ac. Oleico ESTER DIAMIN CH + H 2O
Ciclohexilamina monoetoxilada Ac. Oleico
Ester de CHAME
+
H2O
Fig. 22. Ester de CHAME
Desarrollo Experimental
40
NH NH2 CH3OH
O
NH NH
CH3
O
Relación 1:1
3.2.8 Obtención del Ester DIAMIET CH 01.
La síntesis del ESTER DE DIAMIN CH01 se realiza en un equipo montado como el
de la figura 9 (pagina 26) la reacción se tarda aproximadamente cuatro horas; una manera
indirecta de saber que la reacción llegó a su fin es midiendo la cantidad de agua obtenida,
esta cantidad depende de las cantidades agregadas d e los reactivos.
DIAMIENT CH 01 + Ac. Oleico Ester DIAMIET CH 01 + H2O
DIAMIN CH Ac. Oleico
+
ESTER DIAMIN CH
+
H2O
Fig. 23. Ester de DIAMIN CH
Desarrollo Experimental
41
NH NH
OH
CH3OH
O
+
Relación 1:1
NH NH
O
CH3
O
ESTER DE DIAMIET CH 01
+
H2O
Fig. 24. Ester de DIAMIET CH 01
Desarrollo Experimental
42
3.3 METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN A NIVEL LABORATORIO.
Para evaluar el comportamiento de los compuestos y de las formulaciones a
desarrollar, se emplearon los procedimientos siguientes:
 Prueba de Tolerancia al agua ASTM D -1094.
 Prueba de determinación de propiedades corrosivas NACE TM0172-2001.
 Prueba de botella o dinámica NACE ID -182.
Las pruebas a realizar tienen como objetivo determinar la eficiencia del inhibidor de
corrosión, las condiciones manejadas, así como los reactivos, están determinadas por los
métodos mencionados, ya que, para validar o determinar que el inhibidor exhibe una buena
protección, debe de estar respaldado por métodos que simulen las condiciones
(temperatura, presión, concentración de los agentes agresivos, entre otras) a las que se
enfrentara el producto.
En el método de reacción al agua determina si el producto tiende a emulsionar, es
decir, si existen componentes que atrapen partículas de agua, en esta prueba se determina
una de las características principales del inhibidor a desarrollar, por que el inhib idor debe
de tener la característica de ser desemulcionante.
3.3.1 Prueba de tolerancia al agua, ASTM D -1094.
Este método de prueba cubre la determinación de la presencia de componentes
miscibles en agua de corrientes de hidrocarburo adicionadas y el efecto de esos
componentes sobre el cambio de volumen y la interfase hidrocarburo -agua. También es
denominada prueba de reacción al agua.
Desarrollo Experimental
43
a) RESUMEN DEL MÉTODO DE PRUEBA.
Una muestra de corriente de hidrocarburo es agitada con una solución reguladora
fosfatada en una probeta graduada, perfectamente limpia, usando una técnica
estandarizada, a temperatura ambiente. La limpieza de la probeta graduada se somete a
prueba. El cambio en el volumen de la fase acuosa y la apariencia de la interfase son
consideradas como la reacción al agua de la corriente de hidrocarburo aditivada.
b) SIGNIFICADO Y USO.
1. El cambio en el volumen por reacción al agua, usando esta técnica, revela la
presencia en la corriente de hidrocarburo aditivada de compuestos solubles en agua,
tales como alcoholes.
2. La calificación de la interfase por reacción al agua, usando esta técnica, revela la
presencia de cantidades relativa mente grandes de compuestos parcialmente
solubles en agua, tales como surfactantes.
Para esta prueba se dosifican concentraciones de inhibidor de 5, 10, 15, 20 Y 50
ppm o hasta 100 ppm.
c) MATERIAL.
1. Probeta graduada de 100 ml. con graduac iones de 1 ml. y tapón esmerilado. La
distancia entre la marca de los 100 ml. y el hombro de la probeta debe estar dentro
del rango de 50 a 60 mm.
2. Material de vidrio (vasos de precipitado, pipetas volumétricas, pipetas serológicas,
etc.)
Desarrollo Experimental
44
d) REACTIVOS.
1. PUREZA DE LOS REACTIVOS. Deben utilizarse productos grado reactivo químico.
2. PUREZA DEL AGUA. A menos que se indique otra cosa debe entenderse que se
trata de agua destilada.
3. ACETONA
Nota 1. PRECAUCIÓN: Substancia inflamable. Riesgos a l a salud.
1 SOLUCIÓN LIMPIADORA DE VIDRIO. Solución saturada de ácido sulfúrico (H 2SO4)
con dicromato potasio(K2Cr2O7) o dicromato de sodio(Na 2Cr2O7)
Nota 2. PRECAUCIÓN: Substancia corrosiva. Agente Oxidante. Riesgos para la
salud.
1. n-Hexano, de acuerdo a la especificación ASTM D-1836, o n-Heptano, de acuerdo al
material usado en los métodos de prueba ASTM D -611, D-381, D2699 y D-2700.
2. SOLUCIÓN REGULADORA FOSFATADA (pH 7). Para preparar 100ml de solución
se deben disolver 1.15 g de fosfato de potasio monoh idrogenado anhidro (K2HPO4) y
0.47g de fosfato de potasio dihidrogenado anhidro (KH 2PO4) en agua y aforar.
Nota 3. Esta solución no debe ser utilizada si tiene más de dos días de haberse
preparado.
e) PREPARACIÓN DEL MATERIAL.
1. Todo material de vidrio que entre en contacto con las corrientes de hidrocarburo y/o
aditivos se debe limpiar con el siguiente procedimiento.
2. Remover las trazas de aceite, lavando con agua corriente caliente y si es necesario,
cepillando evitando dañar la superficie del vidrio. Alternativamente, remover todas
las trazas de aceite usando n -hexano o n-heptano. Enjuagar con acetona y
posteriormente con agua corriente.
Desarrollo Experimental
45
3. Sumergir el material en la solución limpiadora de vidrio, enjuagar con agua corr iente,
después con agua destilada y finalmente enjuagar con solución reguladora
fosfatada y escurrir.
El material de vidrio limpiado inadecuadamente y usado en esta prueba, puede
producir indicaciones engañosas de contaminantes. Se deben usar solamente pr obetas
que estén perfectamente limpias. Si el material no escurre limpiamente (forma de gotas en
la superficie el vidrio), se debe sumergir en solución limpiadora de vidrio por
aproximadamente 30 minutos. Enjuagar con agua corriente, después con agua desti lada y
finalmente con solución reguladora fosfatada y escurrir.
f) PREPARACIÓN DE LA MUESTRA.
1. En un vaso de precipitados limpio tomar una muestra de 1g. de el producto a
evaluar, y diluir con 1g. de Xileno.
2. De esta solución se toma 1g. y se aforan con 100ml. de turbosina.
3. Se aditiva la muestra a cada una de las probetas (excepto el blanco) en este caso
0.1 ml. equivalen a10 ppm.
g) PROCEDIMIENTO.
1. Mida 20 ml. de solución buffer fosfatada en la probeta y registre el volumen. Adicione
80 ml. de turbosina y tape con el tapón.
2. Agite manualmente durante 2 minutos exactos, con una frecuencia de 2 a 3
movimientos por segundo y con una elongación de 5 a 10 pulgadas cada uno. Tenga
cuidado en evitar la formación de turbulencias, ya que tienden a romper las
emulsiones formadas.
3. Coloque inmediatamente la probeta en una superficie libre de vibraciones y deje
reposar 5 minutos .
4. Sin levantarla, anote 10 siguiente:
 Cambio en volumen de la fase acuosa.
 Estado de la interfase.
 Grado de separación de las fases.
Desarrollo Experimental
46
h) RESULTADOS.
La evaluaciónse determina de acuerdo a la siguiente información:
Tabla 1. Condición de la interfase.
CALIFICACIÓN APARIENCIA
1 Limpia y clara
1b Burbujas claras cubriendo no más del 50%
de la interfase y sin presencia de
fragmentaciones, hilos, o película en la
interfase.
2 Fragmentaciones, hilos, o película en la
interfase.
3 Hilos sueltos o nata delgada, o ambos.
4 Hilos estrechos o nata gruesa, o ambos.
Tabla 2. Separación
CALIFICACIÓN APARIENCIA
(1) Completa ausencia de emulsiones y/o
precipitados, en cada fase o sobre la fase
del hidrocarburo.
(2) Mismas condiciones que la clasificación (1),
excepto por la presencia de pequeñas
burbujas de aire o agua en la fase de
hidrocarburo.
(3) Emulsiones y/o precipitados en cada una de
las fases o sobre la fase de hidrocarburo,
y/o gotas en la fase acuosa o adheridas a
las paredes de la probeta, excluyendo las
paredes por arriba de la fase de
hidrocarburo.
Desarrollo Experimental
47
3.3.2 Determinación de propiedades corrosivas de cargas en tuberías de
productos del petróleo, NACE Standard TM0172-2001.
EL propósito de este método es proveer un método uniforme para evaluar las
propiedades corrosivas de los productos del petróleo en tuberías de carga.
Este estándar provee directrices para desarrollar el método de prueba desc rito en
American Society for Testing and Materials (ASTM) D 665 modificado de tal manera que
sea aplicable a la turbosina y a otros productos del petróleo, de tal manera que permita el
análisis dentro de un día de trabajo normal.
Fig. 25. Probeta para la prueba de tolerancia al agua
y parámetros de evaluación
Desarrollo Experimental
48
Esta prueba corta es particularmente aplicable al procedimiento de control de lotes
debido a la necesidad de rápida salida de cargas y porque el tiempo es limitado durante un
día de trabajo.
Este método se usa para evaluar cualitativamente la eficiencia de inhibidores
aplicados a un medio orgánico (particularmente turbosina) para prevenir la formación de
herrumbre en partes ferrosas que estén en contacto con un agente agresivo acuoso. Puede
utilizarse también para aceites hidráulicos e incluso fluidos más pesados que el agu a.
a) Resumen del método de prueba.
En este método, la superficie de un cilindro de acero, (la muestra de prueba), es
preparada e inmersa en una mezcla de combustible de prueba y agua destilada. La mezcla
es agitada y es mantenida a una temperatura prescrita (38°C). La muestra de prueba es
entonces valorada en proporción de la superficie de prueba que ha sido oxidada. La
experiencia muestra que si existe suficiente inhibidor presente para producir una
calificación B+ o mejores resultados que los definidos en este estándar, la corrosión
general en las tuberías de flujo puede ser controlada.
b) Material.
1. La muestra de prueba debe ser una barra acero hilado de 81.0 X 12.7 mm
(3.19X0.500 in) (ver fig. 25) , usada con un mango de plástico o politetrafluoretileno
(PTFE).
Desarrollo Experimental
49
Figura 26: Muestra de prueba
La muestra de prueba debe ser una barra acero hilado con un mango de plástico
I. La muestra de prueba debe ser hecha de acero conforme a UNS* G10150 (grado 1015)
UNS G10180 (1018) UNS G10200 (1020), o UNS G10250 (1025) de ASTM A 108.
II. Si este acero no está disponible, otro acero equivalente puede ser usado, provisto de
que sea satisfactoriamente acorde a las pruebas comparativas usadas en este método
de prueba.
III. Todas las muestras de prueba deben ser evaluadas para establecer su actividad de
corrosión en pruebas comparativas usando este método de pruebas.
Mango
de
plástico
Área de corrosión
Cuerda
Desarrollo Experimental
50
La muestra de prueba, ya sea tanto nueva o de una prueba previa, debe ser preparada
como sigue:
1.1. Pulido preliminar
1.2. Si la muestra de prueba ha sido usada previamente pero esta libre de óxido o
cualquier otra irregularidad, el pulido preliminar puede ser omitido y la muestra de
prueba se sujeta solo a la preparación final de la superficie como es descrito en el
párrafo 2.2.
1.3. SI la muestra de prueba es nueva o si alguna parte de su superficie presenta óxido
u otra irregularidad, esta debe ser limpiada con nafta precipitada ASTM (ver ASTM
D 91) ó acetona para remover inhibidor, residuos gr asosos, y agua. La muestra de
prueba debe ser almacenada en una atmósfera de laboratorio seca lista para su
pulido y uso. Todas las irregularidades visibles, picaduras y rayones deben ser
removidas de la superficie de la muestra ya sea por pulido o por li jado con papel
abrasivo (lijas).
1.4. Después de limpiar con nafta o acetona, la muestra no debe ser tocada con las
manos en ninguna etapa hasta que la prueba este completa. Fórceps, una tela
limpia libre de pelusa o un pañuelo seco pueden ser usados para man ejarlas.
1.5. La muestra de prueba debe ser montada en el sujetador de pulido, en el equipo de
pulido y debe ser rotada a una velocidad de 1700 a 1800 revoluciones por minuto,
(rpm), mientras se le lija.
Una tela vieja (lija) puede ser usada para remover óxi do o irregularidades mayores,
pero el pulido debe ser completado con una tela nueva.
1.6. El pulido final debe ser hecho inmediatamente, o la muestra debe ser removida del
sujetador de pulido y almacenada en isoctano o en un desecador hasta que se
necesite
Desarrollo Experimental
51
1.7. Las muestras reutilizadas deben ser desechadas cuando el diámetro se reduzca
a 9.53 mm (0.375 in).
2. El siguiente procedimiento debe ser usado para la preparación final de la
superficie de la muestra de prueba. La preparación final de la superficie debe ser
hecha inmediatamente antes de que la prueba sea llevada a cabo.
2.1. Si el pulido preliminar se ha completado, detener el motor que rota la muestra. De
lo contrario, remueva la muestra almacenada, secar con un trapo libre de pelusa y
colocar en el sujetador.
2.2. Frotar con una pieza nueva de lija longitudinalmente sobre la muestra estática hasta
que la superficie entera, incluyendo la parte final redondeada, muestre ralladuras
visibles.
2.3. Rotar la muestra a una velocidad de 1700 a 1800 rpm y desgaste (p ulir)
envolviendo la muestra con la parte intermedia de la lija. Apretar con la parte final
de la lija hacia abajo firmemente, pero con suave presión por 1 o 2 minutos para
producir una superficie uniforme finamente áspera (rayada) libre de ralladuras
longitudinales.
2.4. Para asegurar que el hombro liso de los cupones hilados (esa porción de la muestra
perpendicular al tallo hilado) esta libre de productos corrosivos, lijar el área
sosteniendo una tira de lija entre el sujetador y el hombro mientras se rota l a
muestra por un breve periodo.
2.5. Complete la fase final de preparación con una nueva lija.
2.6. Remover la muestra del sujetador sin tocarla directamente, y retire cualquier
partícula fina examinando la muestra cuidadosamente sobre una superficie limpia,
limpiando suavemente con un trapo o pañuelo limpio, seco y libre de pelusa o
limpiando suavemente con una brocha de pelo de camello.
Desarrollo Experimental
52
2.7. Adjunte la muestra a un mango de plástico y entonces enjuague exhaustivamente
con tolueno o xileno seguido de acetona. Tod os los disolventes usados deben estar
libres de contaminación por agua (técnica o del mejor grado). La muestra debe ser
entonces enjuagada con isoctano y colocada inmediatamente en la muestra de
combustible caliente para ser probada, o colocada en un tub o de ensayo limpio con
isoctano.
La muestra de prueba debe después de ser quitada de este tubo, y dejarla escurrir
brevemente antes de ser colocada en el combustible caliente de prueba.
NOTA 4: El alcance del enjuague de la muestra de prueba después del pulido final ha sido
extendido para prevenir materiales residuales del proceso de pulido, de contaminantes de
la superficie de la muestra o del vaso de prueba.
Fig. 27. Pulido de los cupones de corrosión.
b.1) Equipo y aparatos de prue ba
Los aparatos deben